SZ36-A油田東二段儲(chǔ)層特征及主控因素研究

張若祥，郭 濤，姜本厚，徐春強(qiáng)，王 偉，張?jiān)苹?/p>

（1.中海石油（中國(guó)）天津分公司勘探開發(fā)研究院，天津塘沽 300452；2.中海石油能源發(fā)展有限公司采油工程研究院）

SZ36-A油田東二段儲(chǔ)層特征及主控因素研究

張若祥1，郭 濤1，姜本厚1，徐春強(qiáng)1，王 偉1，張?jiān)苹?

（1.中海石油（中國(guó)）天津分公司勘探開發(fā)研究院，天津塘沽 300452；2.中海石油能源發(fā)展有限公司采油工程研究院）

綏中36-A油田是渤海海域億噸級(jí)的大油田，古近系含油氣層段主要集中在東二段。通過理論和實(shí)際相結(jié)合，物探和地質(zhì)相結(jié)合，微觀和宏觀相結(jié)合，勘探和開發(fā)相結(jié)合，詳細(xì)分析了該區(qū)東二段儲(chǔ)層特征及其主控因素：東二段發(fā)育湖泊三角洲前緣亞相的有利儲(chǔ)層相帶；同時(shí)綜合分析成巖作用，粘土礦物含量，溫壓場(chǎng)及流體充注的等幾個(gè)影響物性的重要方面，認(rèn)清了該段發(fā)育側(cè)向展布范圍廣、縱向厚度大，高孔高滲優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的根本原因。

渤海海域；綏中36-A油田；東二段 儲(chǔ)層微觀特征；主控因素；三角洲前緣；優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層

遼西低凸起是渤海海域遼東灣地區(qū)油氣最為富集的二級(jí)構(gòu)造帶，一系列大中型優(yōu)質(zhì)油氣田呈串珠狀分布于低凸起周圍［1］。綏中36-A油田主體位于遼西低凸起中部，左側(cè)依附于遼西1號(hào)斷層并緊鄰遼西凹陷，右側(cè)同屬于遼中凹陷西側(cè)緩坡帶一側(cè)，整體表現(xiàn)為一半背斜構(gòu)造，具有南北兩個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)［2］，優(yōu)越的成藏條件，使綏中36-A油田成為億噸級(jí)的大油田，含油氣層段主要集中在館陶組和東營(yíng)組二段（簡(jiǎn)稱東二段）。通過近10年的勘探開發(fā)，該油田為渤海油田的發(fā)展壯大做出了巨大貢獻(xiàn)，隨著勘探開發(fā)的深入，研究成果不斷推陳出新，但主要是開發(fā)、生產(chǎn)方面的，而缺乏對(duì)勘探領(lǐng)域的系統(tǒng)、深入的總結(jié)和研究。筆者在前人研究和現(xiàn)今新鉆探井資料不斷完善的基礎(chǔ)上，通過理論和實(shí)際相結(jié)合，物探和地質(zhì)相結(jié)合，微觀和宏觀相結(jié)合，勘探和開發(fā)相結(jié)合，詳細(xì)分析了該區(qū)東二段儲(chǔ)層特征及其主控因素，期望以此為例，無(wú)論從微觀還是宏觀資料的把握方面，均對(duì)讀者有一定的幫助或借鑒意義。

1 儲(chǔ)層研究

東二段是綏中36-A油田古近系最主要的含油層段，埋深約1 300～1 500 m。該段儲(chǔ)層側(cè)向展布范圍廣、縱向厚度大，孔隙度28%～35%，平均31%，滲透率（100～10 000）×10-3μm2，平均2 000×10-3μm2，屬高孔隙度、中高滲透率儲(chǔ)層［3］。本次沿用傳統(tǒng)的技術(shù)流程，采用宏觀資料如巖屑、壁芯、巖心觀察資料為輔，多種分析化驗(yàn)資料為主的微觀研究方法，對(duì)綏中36-A油田東二段砂巖儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征，孔隙類型、組合特征以及孔隙度與滲透率關(guān)系等儲(chǔ)層微觀特征進(jìn)行研究。

1.1 巖石學(xué)特征

通過巖心、巖屑觀察和薄片鑒定，儲(chǔ)集層段巖石類型主要定為極細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，有少量中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和不等粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，類型基本相同，只是粒度稍有變化。碎屑組分主要為石英、長(zhǎng)石、巖屑三類。其中石英含量為27%～33%，平均為30%；長(zhǎng)石含量為22%～26%，平均為24%，主要為鉀長(zhǎng)石和斜長(zhǎng)石，鉀長(zhǎng)石含量偏高些；巖屑含量為15%～20%，平均為17%，成分以石英巖屑、結(jié)晶巖屑為主，含有少量的噴出巖屑、泥質(zhì)巖屑；從碎屑組分含量來(lái)看，巖石的成分成熟度較高，主要以剛性石英、長(zhǎng)石顆粒為主；巖石總體表現(xiàn)為疏松-較疏松，風(fēng)化中等，次圓-次棱狀磨圓度，顆粒支撐，線-點(diǎn)式接觸關(guān)系，接觸式膠結(jié)類型為主，部分為孔隙式膠結(jié)，少量二者之間的過渡類型。碎屑顆粒以細(xì)粒（0.25～0.125 mm）和極細(xì)粒（0.125～0.0625 mm）為主，表明該段砂巖碎屑的結(jié)構(gòu)成熟度也較高。粒度概率圖和C-M圖很好地反映了其粒度分選特點(diǎn)和牽引流沉積環(huán)境（圖1）。

1.2 孔隙結(jié)構(gòu)及連通特征

通過鑄體薄片鑒定觀察孔隙類型及微觀結(jié)構(gòu)特征。綏中36-A油田東二段儲(chǔ)層的主要孔隙類型有原生粒間孔、次生溶孔、晶間孔-微孔、晶內(nèi)微孔、粒間裂縫等。原生粒間孔發(fā)育，面孔率為3%～25%，平均為12.4%。粒間孔分布不均勻，連通性較好，孔隙大小在10～78μm之間，喉道大小為6～20μm。晶間微孔次之，有泥質(zhì)晶間微孔和方解石晶間微孔，以泥質(zhì)晶間微孔為主，微孔大小一般為2～8μm。樣品見有溶蝕作用，主要是部分巖屑和長(zhǎng)石顆粒邊緣發(fā)生溶蝕，形成次生溶蝕孔隙，但次生溶孔含量相對(duì)較少，因此溶蝕孔隙對(duì)儲(chǔ)集性能的貢獻(xiàn)不大。總體來(lái)說，SZ36-A油田東二段以原生粒間孔、泥質(zhì)晶間微孔隙為主，次生溶孔為輔的孔隙組合特征，孔隙大小分類屬于毛細(xì)管型孔隙，孔隙間以縮小型喉道及片狀喉道為主，孔喉配位數(shù)3～5，反映較好的孔隙連通特點(diǎn)。

圖1 粒度概率圖和C-M圖

1.3 孔滲相關(guān)性

對(duì)綏中36-A油田范圍內(nèi)幾十口開發(fā)井東二段砂巖樣品的物性分析表明，孔隙度與滲透率隨深度加深逐漸變差，但不同的深度區(qū)間也有分段性（圖2）。孔滲性的分布總體具有以下特點(diǎn)：同一或相近深度段內(nèi)，孔隙度或滲透率雖然存在差異，但均有一個(gè)優(yōu)勢(shì)區(qū)間，優(yōu)勢(shì)區(qū)間的中心點(diǎn)隨深度的變化，主要受儲(chǔ)層局部非均質(zhì)性影響；在趨勢(shì)線的外側(cè)，存在一些偏離正常壓實(shí)孔隙度的值；孔隙度和滲透率總體表現(xiàn)為正相關(guān)性，在縱向上表現(xiàn)為從淺部向深部先發(fā)散再收斂的特征［4］。

圖2 東二段孔隙度與滲透率關(guān)系

2 物性主控因素研究

碎屑巖儲(chǔ)層的發(fā)育程度、時(shí)空展布規(guī)律及物性條件受沉積作用、成巖作用、構(gòu)造活動(dòng)、溫壓場(chǎng)及流體充注等諸多因素的控制［5-7］。沉積作用、構(gòu)造活動(dòng)在宏觀上控制了儲(chǔ)層砂體的類型、形態(tài)、規(guī)模、原始物性條件及空間分布，成巖作用與構(gòu)造活動(dòng)、溫壓場(chǎng)、流體充注相結(jié)合對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行微觀改造，宏觀及微觀條件共同影響了儲(chǔ)層的形成與物性的變化。在綏中36-A油田，東二段儲(chǔ)層物性受單一控制因素影響為輔，主要是多種因素綜合作用的結(jié)果。

2.1 沉積環(huán)境及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

在同一構(gòu)造背景下，不同沉積條件，如水流的強(qiáng)度和方向，沉積區(qū)的古地形，水盆的深淺，離物源區(qū)的遠(yuǎn)近，碎屑物質(zhì)供應(yīng)的差異，形成沉積碎屑物的成分、粒度、分選程度、膠結(jié)類型、砂體形態(tài)，側(cè)向連續(xù)性、縱向連通性、厚度等都會(huì)有所不同，造成了儲(chǔ)層的巖性、物性和內(nèi)部結(jié)構(gòu)不同程度的差異以及局部?jī)?chǔ)層的非均質(zhì)性［8］，可以說沉積環(huán)境是影響儲(chǔ)層性質(zhì)的最重要因素。在綏中36-A油田區(qū)東二段內(nèi)均見有大量的反映湖泊三角洲的水下沉積標(biāo)志，主要為介形蟲和螺等生物碎片，偶見磷質(zhì)生物化石碎片。另外，普遍見有炭屑、云母碎屑以及部分碎屑長(zhǎng)軸順層定向分布，代表了水流的方向，SZ36-A油田處于這個(gè)古沉積環(huán)境中，形成了一套位于東二層序不同體系域三角洲前緣相帶的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。通過地層層序、物源供給、斷裂坡折、湖平面變化、構(gòu)造活動(dòng)等控砂因素研究［9-11］，刻畫了東二段沉積體系的展布范圍（圖3），對(duì)其有利的沉積微相，如分流河道微相、河口壩微相、前緣席狀砂，遠(yuǎn)砂壩微相等，同時(shí)對(duì)一些受古地貌控制的砂體，如湖底扇砂體，灘壩砂體也進(jìn)行了系統(tǒng)的總結(jié)，有利的沉積微相及其差異控制著優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的宏觀特性，并且在微觀上決定了巖石顆粒大小、分選、結(jié)構(gòu)及填隙物的成分和含量，從而既控制了巖石原生孔隙度和滲透率的好壞，同時(shí)又控制了后期成巖作用的類型、強(qiáng)度與演化。

圖3 SZ36-A油田東二段沉積體系垂向模式與平面展布

2.2 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

2.2.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用是在沉積成巖過程中普遍存在的［12］，對(duì)儲(chǔ)層物性具重要的影響，隨著上覆地層不斷增厚，壓實(shí)作用逐漸增強(qiáng)，碎屑顆粒間由點(diǎn)接觸-線接觸，最后轉(zhuǎn)化為凹凸接觸，甚至變?yōu)榭p合接觸，使儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間變小，孔隙度、滲透率降低。異常高壓有利于儲(chǔ)層高孔隙發(fā)育帶的形成，異常高壓帶與次生孔隙發(fā)育帶具有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，位于高壓封蓋層之下的砂巖儲(chǔ)層孔隙度比具正常壓實(shí)趨勢(shì)的砂巖高出5%～8%。儲(chǔ)層異常高壓的作用主要表現(xiàn)在：①異常高壓可以減緩壓實(shí)，有效地保護(hù)已形成的孔隙；②異常高壓可以促進(jìn)溶解作用的進(jìn)行。由于異常高壓帶為封閉或準(zhǔn)封閉的溫壓和流體體系，隨著烴類的生成和粘土礦物的大量脫水，使得地層流體在溫度和壓力增加的同時(shí)，酸性組分釋放出來(lái)并溶于孔隙水中形成酸性水介質(zhì)，導(dǎo)致各種可溶組分的溶解作用增強(qiáng)，從而產(chǎn)生大量的次生孔隙。國(guó)內(nèi)外研究表明孔隙度和上覆地層的壓力之間存在良好的線性關(guān)系，滲透率和上覆地層的壓力之間存在良好的的指數(shù)關(guān)系。

2.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)和某些自生礦物的充填堵塞孔隙會(huì)降低滲透率，包括泥質(zhì)和碳酸鹽巖的膠結(jié)作用。碳酸鹽巖的膠結(jié)作用主要是早期的菱鐵礦的膠結(jié)和晚期的鐵方解石膠結(jié)、鐵白云石膠結(jié)。菱鐵礦的膠結(jié)作用主要形成于成巖早期，大部分為黑云母碳酸鹽化的產(chǎn)物，一般為隱晶結(jié)構(gòu)，呈團(tuán)塊或斑塊狀分布，局部集中呈條帶狀。鐵方解石和鐵白云石的含量均小于1%，個(gè)別樣品鐵方解石含量達(dá)5%。鐵白云石呈球粒狀環(huán)顆粒邊緣膠結(jié)或零星膠結(jié)。鐵方解石一般呈隱-顯微晶結(jié)構(gòu)，呈斑塊狀膠結(jié)顆粒，這二者均為晚成巖階段的產(chǎn)物。在該區(qū)長(zhǎng)期的儲(chǔ)層研究表明，對(duì)于埋深在2 000 m以下的淺層，由于受后期的成巖作用影響較小，長(zhǎng)石、碳酸鹽巖屑等不穩(wěn)定組分含量對(duì)砂礫巖儲(chǔ)集層的影響不大，且含量較高區(qū)物性較好，膠結(jié)物既可以充填原生孔隙，也可以充填溶蝕孔隙，會(huì)大大減少儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間。研究表明，早、中期的碳酸鹽巖，晚期的鐵白云石和鐵方解石膠結(jié)作用在堵塞粒間孔的同時(shí)，也強(qiáng)烈抑制了機(jī)械壓實(shí)作用的進(jìn)行，為晚期溶解作用形成次生孔隙提供了物質(zhì)基礎(chǔ)［13］。

2.2.3 溶解及溶蝕作用

溶解及溶蝕作用是研究區(qū)內(nèi)較為發(fā)育的成巖作用類型［14］，主要包括泥質(zhì)巖屑的溶解、早期碳酸鹽膠結(jié)物的溶解、不穩(wěn)定巖屑和長(zhǎng)石顆粒的溶解及溶蝕，且部分長(zhǎng)石顆粒溶蝕程度較為強(qiáng)烈，次生孔隙發(fā)育，在中淺層溶解及溶蝕作用的發(fā)生主要與溫壓場(chǎng)及流體充注有著密切的關(guān)系。

2.3 粘土礦物對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

統(tǒng)計(jì)表明，該段地層泥質(zhì)含量為3%～8%，含量變化局部較大，含量可達(dá)25%，個(gè)別含菱鐵礦較多的樣品含泥質(zhì)較少（圖4a）。泥質(zhì)以鱗片結(jié)構(gòu)為主，少部分泥質(zhì)呈斑塊或小紋層狀分布。通過巖石薄片、X衍射以及掃描電鏡分析，粘土礦物成分主要為伊／蒙混層，另外有少量的高嶺石，伊利石和綠泥石。伊／蒙混層礦物主要呈片狀結(jié)構(gòu)，高嶺石呈假六邊形結(jié)構(gòu)，綠泥石呈花瓣?duì)罱Y(jié)構(gòu)，伊利石呈片狀結(jié)構(gòu)。研究表明，伊／蒙混層含量隨深度的增加逐漸降低，而高嶺石正好相反，隨埋深增加逐步升高，伊利石和綠泥石則變化不大。總體上，儲(chǔ)層物性與粘土雜基及膠結(jié)物含量、成分成熟度和膠結(jié)物的含量均呈反比關(guān)系。泥質(zhì)巖屑含量越高，物性則越差（圖4b），原因在于粘土雜基含量高，則會(huì)占據(jù)大量的原生孔隙，阻礙孔隙流體流動(dòng)，抑制溶解、溶蝕作用的進(jìn)行［15-16］。

圖4 粘土礦物對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

2.4 溫壓場(chǎng)及流體充注對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

地層溫度和壓力是控制地下流體運(yùn)動(dòng)的最主要?jiǎng)恿Γ练e物進(jìn)入盆地后，沉積盆地的溫度場(chǎng)是控制成巖作用的關(guān)鍵因素之一［17-18］。研究表明，該區(qū)地層原始?jí)毫s為14.28 MPa，壓力系數(shù)為0.98，地層溫度65°。在正常壓實(shí)情況下，地溫梯度的提高，會(huì)增加砂巖中的水-巖反應(yīng)速率，而且會(huì)加快砂巖的機(jī)械壓實(shí)速度。高地溫梯度區(qū)砂巖的壓實(shí)速率明顯增大，中國(guó)東部盆地地溫梯度一般為2.0～3.5℃／100 m，平均2.7℃／100 m，砂巖埋深為2 000～3 000 m時(shí)，孔隙度已降至25%以下；而西部塔里木盆地地溫梯度約為2.0℃／100 m，砂巖埋深為5 000～6 000 m時(shí)，孔隙度仍可達(dá)15%～20%。但更為積極的因素是，地溫不斷升高，孔隙流體會(huì)受熱膨脹，對(duì)異常超壓的形成起積極作用，由于孔隙流體超壓系統(tǒng)的形成和發(fā)育，大大削弱了正常壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層的影響，使得儲(chǔ)層中原生孔隙得以大量保存，同時(shí)由于有機(jī)質(zhì)熱演化過程中有機(jī)酸和CO2的釋放，降低了孔隙水的p H值，這些酸性孔隙水在高溫高壓作用下，對(duì)易溶礦物的溶解作用進(jìn)一步加強(qiáng)，可以形成較好的次生孔隙。同時(shí)，較高的地溫也有利于油氣的生成，低熟油氣的早期注入可以阻止或延緩壓實(shí)和膠結(jié)等成巖作用過程，使部分原生孔隙和次生孔隙得以保存，形成高孔高滲帶。可以看出，較高的地溫和超壓系統(tǒng)對(duì)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性會(huì)起到一定的保存和改善作用。

3 結(jié)論

綏中36-A油田東二段儲(chǔ)層側(cè)向展布范圍廣、縱向厚度大，孔隙度28%～35%，平均31%，滲透率（100～10 000）×10-3μm2，平均2 000×10-3μm2，屬高孔隙度，中高滲透率儲(chǔ)層。從沉積作用、成巖作用、構(gòu)造活動(dòng)，溫壓場(chǎng)及流體充注等諸多方面分析，認(rèn)清了儲(chǔ)層的物性控制因素，儲(chǔ)層物性是多種因素綜合作用的結(jié)果。

根據(jù)地層層序、物源供給、斷裂坡折、湖平面變化、構(gòu)造活動(dòng)等控砂因素研究，證實(shí)SZ36-A油田東二段發(fā)育典型的湖泊三角洲沉積體系，在這個(gè)古沉積環(huán)境中，形成了一套位于東二層序時(shí)期不同體系域的三角洲前緣相帶的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，詳細(xì)研究了其沉積特點(diǎn)并指明了有利沉積微相發(fā)育區(qū)帶。

通過理論和實(shí)際相結(jié)合，物探和地質(zhì)相結(jié)合，微觀和宏觀相結(jié)合，勘探和開發(fā)相結(jié)合，我們可以對(duì)不同勘探和開發(fā)階段的儲(chǔ)層的進(jìn)行了細(xì)致研究，優(yōu)越的儲(chǔ)集條件是富烴凹油氣富集的核心因素，加強(qiáng)類似東營(yíng)組湖盆萎縮期三角洲沉積體系的研究，認(rèn)清儲(chǔ)層微觀特點(diǎn)及其宏觀相帶展布規(guī)律，有望發(fā)現(xiàn)更多優(yōu)質(zhì)的大中型油氣田。

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SZ36-A oilfield is a big oilfield with hundred-million tons in Bohai offshore field.The mainly oil-bearing is concentrate on Paleogene Ed2formation.Through integrating theory with practice，geophysical with geological，reservoir characteristics with sedimentary facies and exploration with development，the rules of reservoir microscopic characteristics and its main controlling factors have been analyzed in this paper.The favorable reservoirs are mainly distributed in lake delta front.At the same time，diagenesis has been analyzed，which calculates the relative of clay minerals component temperature and pressure fields，liquid's filling and other important effects on reservoir characteristics.The sets of reservoir extension have bigger thickness，which belongs to high porosity and high permeability favorable reservoirs.

44 Analysis on reservoir characteristics and its main controlling factors of Ed2formation in SZ36-A oilfield

Zhang Ruoxiang et al（E＆D research institute of Tianjin Branch Company，CNOOC，Tanggu，Tianjin 300452）

Bohai offshore field；SZ36-A oilfield；Ed2formation reservoir microscopic characteristics；main controlling factors；delta front；favorable reservoir

TE112.23

A

1673-8217（2012）06-0044-05

2012-06-29；改回日期：2012-08-17

張若祥，勘探工程師，1976年生，2000年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)主要從事沉積儲(chǔ)層綜合研究工作。

吳官生